О профиле, длине и направлении горизонтального участка ствола скважины

Несмотря на достаточно большой зарубежный, а теперь уже и отечественный опыт горизонтального строительства скважин, дать какие-то конкретные рекомендации по выбору профиля и длины горизонтального участка ствола скважины не представляется возможным. В этом есть своя логика, поскольку нет в природе одинаковых по структуре, коллекторской характеристике и другим параметрам двух одинаковых залежей нефти. В данном же случае должны учитываться не только параметры самой залежи, но и характеристика выше и нижележащих пластов. Поэтому попытки некоторых исследователей дать рекомендации в этом направлении в основном носят информационный характер применительно к конкретным залежам месторождений. В таком же аспекте, не учитывая конкретных условий месторождений, можно сказать, что в продуктивных пластах небольшой толщины (5-12 м) целесообразно проводку горизонтального участка ствола скважины осуществлять в средней по толщине части параллельно кровле или подошве пласта (см. рис. 1.26).

Почти то же самое можно рекомендовать для монолитного однородного пласта значительной толщины с преимущественно вертикальной трещиноватостью и подстилаемого подошвенной водой. В этом случае горизонтальный участок ствола располагается не точно в средней части, а ближе к кровле продуктивного пласта, а при наличии газовой шапки - к подошве пласта (рис. 1.27).

Благодаря большой площади фильтрации, такие скважины эксплуатируются с небольшими депрессиями для предупреждения прорыва воды по вертикальным трещинам. Однако при проводке параллельных стволов следует иметь в виду, что в условиях высокой послойной неоднородности продуктивного пласта по проницаемости, а еще хуже -в слоистонеоднородных пластах горизонтальный ствол, параллельный кровле или подошве пласта, может пройти по одному из непродуктивных или слабопроницаемых прослоев. Большая часть продуктивного разреза при этом окажется невскрытой.

Пологонаклонные участки ствола в продуктивной части скважины можно рекомендовать при однородном по проницаемости и большом по толщине продуктивном пласте. Гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины в этом случае многократно возрастает. Если геологические условия или техническое оснащение бурильного инструмента не позволяют осуществить стабилизацию зенитного угла непосредственно при вскрытии продуктивною пласта, то используются горизонтальные участки вогнутой или выпуклой формы. На конечный результат это практически не влияет.

Конкретный угол наклона при пологонаклонном профиле зависит от общей толщины пласта и протяженности горизонтальной части. Чем меньше толщина пласта и протяженней горизонтальный участок, тем более высокий угол отклонения, и наоборот. В этом случае наименования горизонтальный ствол имеет условный характер (см. рис. 1.28).

Задача же заключается в том, чтобы «горизонтальный» ствол пересек все продуктивные пропластки. В случае когда верхняя пачка залежи имеет худшую проницаемость, чем нижняя, вначале под углом меньшим 90° проходят верхнюю пачку, а затем нижнюю под тем же или еще меньшим углом. Величина угла наклона ствола скважины для верхней и нижней частей залежи определяется также в зависимости от их толщины и протяженности «горизонтальной» части. Если, наоборот, нижняя пачка имеет проницаемость меньше, чем верхняя, то при всех прочих равных условиях верхняя пачка пород проходится под меньшим углом, чем нижняя.

Если продуктивный пласт небольшой толщины и имеет неоднородную структуру, при которой продуктивные пропластки перемежаются с непродуктивными прослоями, го такие пласты целесообразно вскрывать волнообразным профилем (см. рис. 1.25, 1.26, 1.27, 1.29, 1.30).

В случаях когда пачка продуктивных пластов имеет высокую послойную неоднородность по проницаемости, то она. как правило, не вскрывается общим фильтром или же в последующем предусматривается комплекс мер по предотвращению неравномерной выработки отдельных пропластков. Возможно также разделение общей пачки пластов на две-три группы с примерно одинаковыми коллекторскими характеристиками и последующим использованием вышеописанного принципа. Конечно, все эти рекомендации, как было отмечено раньше, носят весьма условный характер. Все требует тщательного предварительного изучения с последующим принятием решений.

Разработка технологии бурения волнообразных стволов, предусматривающих многократное пересечение продуктивных пропластков, требует изоляции продуктивных пропластков путем спуска и цементирования обсадной колонны. Перед освоением скважины производится перфорация нужных интервалов колонны. Многократное вскрытие каждого из прослоев идентично уплотнению сетки скважин, что приводит не только к увеличению текущих отборов нефти, но и к увеличению конечной нефтеотдачи. Волнообразный ствол скважины не следует применять в малых по толщине продуктивных пластах при наличии в кровле или подошве активных водоносных или газоносных, а также поглощающих пластов. Такое ограничение обосновывается возможным выходом ствола за пределы пласта при строительстве скважины. He рекомендуется такой профиль скважины в продуктивной части при вскрытии небольших по толщине пластов, состоящих из прослоев горных пород, резко отличающихся по твердости. Последнее обстоятельство делает весьма затруднительным регламентированную проводку скважин на горизонтальном участке. Волнообразный профиль ГС рекомендуется в больших по толщине пластах, отличающихся значительной неоднородностью по проницаемости.

Что касается длины горизонтальной части ствола, то здесь не меньше факторов, требующих учета, начиная от целевого назначения бурения скважины, коллекторских свойств пласта и заканчивая диаметром ствола скважины. Анализируя имеющийся опыт бурения горизонтальных скважин, можно встретиться с различными суждениями на этот счет, а протяженность горизонтальных скважин отмечается самая различная: от 40-50 м до I км. и более. Есть и более конкретные рекомендации - В.Г. Окнин и И.А. Полудень в книге «Экономическое обоснование протяженности горизонтального участка ствола при разработке нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин» («ВНИИО-ЭНГ». - М., 1990. - Вып. 4). Считается, что оптимальная протяженность горизонтального участка нефтедобывающих скважин по критерию минимума затрат на бурение составляет 400-500 м при средних глубинах 1200-2600 м. По критерию общих затрат на разработку месторождения нефти эта величина составляет 700-800 м. Конечно же, выбор длины горизонтальной части ствола прежде всего должен основываться на результатах технико-экономического расчета. Поэтому давать какие-то рекомендации на этот счет без предварительного изучения всех условий, на наш взгляд, нецелесообразно.

В заключение этого параграфа коротко следует сказать о том, что нередко выпадает из поля зрения промысловых работников, да и нередко исследователей. Речь идет о преобладающем направлении естественных трещин в коллекторе, их открытости или закрытости, в зависимости от которого необходимо ориентировать горизонтальный ствол скважины. В этой связи приведем данные зарубежных исследователей, опубликованных в статье Fleming С.Н. Comparing performance of horizontal versus vertical wells W Wold oil. -1993. - P. 57-60.

Известно, что для достижения наибольшей производительности ствол скважины должен быть перпендикулярен направлению трещин преобладающего типа, так как это обеспечивает пересечение наибольшего числа пустот в пласте. Для того чтобы убедиться в этом или опровергнуть, была проведена серия исследований, при которой горизонтальный ствол был сориентирован параллельно направлению преобладающего числа трещин. Очевидность ранее высказанного суждения была бесспорна. Вместе с тем было отмечено, что строительство горизонтальных скважин может быть экономически целесообразным в тех случаях, когда в трещиноватом пласте отсутствуют поперечные открытые трещины, обеспечивающие сообщение между трещинами преобладающего типа. Если отсутствует сообщение через поперечные трещины, то для получения наибольшего экономического эффекта горизонтальные стволы скважин надо бурить перпендикулярно направлению трещин преобладающего типа.

Установлено также, что, в тех случаях когда даже незначительное сообщение между трещинами, характеризуемое соотношением проницаемостей трещин порядка 100:1, позволяет обеспечивать хорошее дренирование продуктивной зоны с помощью вертикальных скважин, применение горизонтальных скважин не даст заметного эффекта.